3¿Qué va a ocurrir con los precios del petróleo?

Situación Global
Primer trimestre 2016
3 ¿Qué va a ocurrir con los precios del petróleo?
El fin de una era
Entre principios de la década de 2000 y la segunda mitad de 2014, el precio del petróleo mostró un
aumento sostenido interrumpido temporalmente por la Gran Recesión. En este “superciclo” de las materias
primas, las condiciones del mercado petrolero se caracterizaron por un robusto crecimiento tanto de la
demanda proveniente de fuera de los países de la OCDE, como de la oferta de crudo no OPEP. Una política
monetaria flexible, avances tecnológicos sin precedentes y estrategias de inversión en busca de rentabilidad
permitieron asignar enormes cantidades de recursos al sector del gas y petróleo.
La demanda global fue impulsada en gran medida por la formidable expansión económica de los
mercados emergentes. Entre 2000 y 2015, los mercados emergentes contribuyeron con 70 céntimos de
cada dólar adicional de PIB mundial, ajustado por PPA. En el mismo período, el aumento de la demanda
mundial de productos derivados del petróleo estuvo impulsado en su totalidad por los mercados
emergentes. Además, el impresionante crecimiento medio del PIB de China (9,5%) durante este
periodo y sus importantes repercusiones en otros mercados emergentes explican el 62% del
incremento neto de la demanda de productos derivados del petróleo en los últimos 15 años.
Gráfico 3.2
Demanda de productos del petróleo (variación
a/a, miles de barriles/día)
Gráfico 3.1
Precio al contado del WTI ($ por barril)
160
4000
140
3000
120
2000
100
1000
80
0
60
-1000
40
OCDE
Fuentes: BBVA Research y Haver
No OCDE
dic-15
jun-15
dic-14
jun-14
dic-13
jun-13
dic-12
jun-12
dic-11
dic-10
201 6
201 5
201 4
201 3
201 2
201 1
201 0
200 9
200 8
200 7
200 6
200 5
200 4
200 3
200 2
200 1
200 0
0
jun-11
-2000
20
Total
Fuentes: BBVA Research y Haver
El crecimiento de la oferta no OPEP estuvo liderado por EE.UU., donde la combinación de unos precios
del petróleo elevados, el fracking (fracturación hidráulica), la perforación horizontal, las tecnologías de
aguas profundas y los tipos de interés históricamente bajos alentaron una importante cantidad de
inversiones en el sector del gas y petróleo. Así, el total de inversiones de capital en gas y petróleo respecto
al PIB aumentó del 0,4% en 2000 al 2,1% en 2014, acumulando 2,8 billones de dólares en 15 años. La
consecuencia de ello es que la producción de petróleo de EE.UU. pasó de 5,7 millones de barriles diarios en
2011 a 9,7 millones de barriles diarios en abril de 2015. En este periodo, EE.UU. representó el 83% del
incremento neto acumulado en la oferta de petróleo mundial.
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Primer trimestre 2016
Gráfico 3.4
Equilibrio de la oferta y demanda de petróleo
mundial (millones de barriles/día)
Gráfico 3.3
Producción de petróleo (millones de barriles/día)
12
5
10
4
Superávit
3
8
2
6 meses prom. movil
6
1
4
0
2
-1
-2
EE.UU.
Arabia Saudita
Irak
China
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
0
-3
Déficit
-4
2010
Rusia
Fuentes: BBVA Research y Haver
2012
2013
2014
2016
Fuentes: BBVA Research y Haver
El aumento de los precios del petróleo durante este periodo indica que el factor de la demanda
dominó las expectativas del mercado. Sin embargo, a principios de 2011, cuando la oferta de EE.UU.
empezó a repuntar, los precios del petróleo se estabilizaron, pues las expectativas daban por
descontado un mercado más equilibrado. No obstante, en 2014 la demanda no pudo absorber la
oferta, dando lugar a una caída de los precios que continúa hasta la fecha.
En anteriores episodios de contracción de precios, la reacción de la OPEP hubiera sido reducir su
producción, como lo hizo en 2001 y 2008; sin embargo, en noviembre de 2014 el cártel sorprendió a los
mercados con su decisión de mantener los niveles de la misma, lo que se entendió como un intento
de proteger su cuota de mercado. La reticencia a recortar la producción, e incluso el aumento de la misma
en 2015 cuando los precios seguían cayendo, fue interpretado por algunos expertos como un intento de
forzar a los productores con mayores costes a salir del mercado.
Al mismo tiempo, a mediados de 2014, la desaceleración económica de China se había hecho aún
más evidente. Por ejemplo, el PMI manufacturero ha caído de forma continuada desde julio de 2014, tras
alcanzar su máximo nivel (51,7). Los efectos en el resto de los mercados emergentes han sido notables. Por
ejemplo, el crecimiento de la producción industrial y el volumen de comercio exterior desde y hacia esta
región se ha frenado hasta situarse en los niveles más bajos en seis años.
Nuestro análisis econométrico confirma que la caída del precio del petróleo se debe a los
fundamentos: oferta y demanda, incluidas las expectativas con respecto a ambos factores. En
concreto, la solidez y las expectativas acerca de la oferta de petróleo no OPEP, y la debilidad y las
expectativas acerca de la demanda agregada de los países de fuera de la OCDE han desempeñado un
papel preponderante en la determinación del nivel del precio del petróleo y en su volatilidad. Además, la
revisión de las expectativas de crecimiento mundial a favor de las economías desarrolladas con respecto a
los mercados emergentes y la divergencia de las políticas monetarias en las economías desarrolladas, dos
factores que fortalecen el valor relativo del dólar, han generado aún más presiones bajistas sobre los
precios. La volatilidad de los precios también refleja factores geopolíticos como el levantamiento de las
sanciones en Irán y los conflictos de Oriente Medio.
De esta forma, nuestro escenario central prevé un ajuste a la baja durante el primer semestre del
año, seguido de una recuperación suave a partir de entonces. A finales de 2018 se prevé que los
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Primer trimestre 2016
precios se estabilizarán en torno a 60 $/barril, precio en el que estimamos el nivel de equilibrio a
largo plazo.
Gráfico 3.6
Previsión del precio del petróleo: referencia
(Brent, $ por barril)
Gráfico 3.5
Futuros del petróleo Brent ($ por barril)
60
120
55
100
50
80
45
60
40
40
35
30
1
2
3
4
5
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3 meses atrás
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1 mes atrás
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2014
Fuentes: BBVA Research y Haver
2015
2016
2017
2018
Fuentes: BBVA Research y Haver
Es posible que se produzca una nueva corrección de precios en los próximos
meses
Desde que el precio empezó a caer, los contratos de futuros han revisado a la baja las expectativas
persistentemente, lo que indica que aún existe incertidumbre sobre el momento en el cual el precio
alcanzará su mínimo. Desde el punto de vista de la oferta, aún persisten preocupaciones respecto al
exceso de la misma. La OPEP no ha mostrado indicios sobre la posibilidad de recortar la producción, lo que
podría explicarse por dos factores. Por un lado, el coste marginal por barril para Arabia Saudita y otros
miembros de la OPEP sigue muy inferior a 20 $/barril. Por otro lado, Arabia Saudita, el mayor productor y
propietario de las segundas mayores reservas probadas, ha podido absorber el impacto de los bajos precios
en su economía mediante una combinación de medidas de austeridad y venta de reservas de divisas.
Teniendo en cuenta el nivel de reservas de divisas (616.000 millones de dólares, es decir, el 100% del PIB)
y que la deuda pública es baja (6,7% del PIB), el país dispone de un margen para soportar un periodo
prolongado con el precio del petróleo bajo.
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Primer trimestre 2016
Gráfico 3.7
Arabia Saudita: Reservas de divisas
(total menos oro, final del periodo, miles de
millones de USD)
Gráfico 3.8
Irán: Producción de petróleo (millones de
barriles/día)
800
4500
700
4300
4100
600
3900
500
3700
400
3500
300
3300
3100
200
Fuentes: BBVA Research y Haver
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2005
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2500
2000
2700
0
2006
2900
100
Fuentes: BBVA Research y Haver
Las divisiones dentro de la OPEP dificultan la posibilidad de acuerdo entre los miembros. El cártel
está dividido en dos grupos. El primero incluye países como Venezuela, Nigeria, Irán, Irak y Libia, cuyas
maltrechas economías necesitan desesperadamente unos precios del petróleo más altos. Estos países
desearían que los miembros con mayor solidez económica recortaran la producción.
El segundo grupo está compuesto por Arabia Saudita y otros estados del Golfo, que creen que cualquier
corte de la producción debería compartirse, no solo por los miembros de la OPEP sino también por los
productores no OPEP, una condición necesaria para mantener sus cuotas de mercado. Sin embargo,
algunos países que no pertenecen a la OPEP, como Rusia, que es el segundo mayor productor del mundo,
y Brasil, podrían tener dificultades para recortar la producción voluntariamente, pues sus economías se
contraen y los ingresos del petróleo son críticos para apoyar la política fiscal. No es sorprendente, por tanto,
que hayan fracasado los recientes esfuerzos por persuadir a Rusia para que se una a un recorte de la
producción de la OPEP.
Otra fuente de presiones bajistas sobre los precios está relacionada con la capacidad de Irán para
exportar crudo tras el levantamiento de las sanciones como resultado del acuerdo con el grupo
P5+1. El gobierno iraní tiene como objetivo aumentar la producción en 1 millón de barriles/día en 2016, lo
que significaría volver a su plena capacidad de producción, estimada en cerca de 4 millones de barriles/día.
No obstante, una estimación más razonable apunta a que la cantidad de petróleo adicional que el país
puede inyectar en el mercado mundial a corto plazo se ubica entre 300.000 y 500.000 barriles/día. Un
crecimiento mayor de la producción llevará tiempo, pues se necesitan importantes inversiones para
modernizar una infraestructura deteriorada. Estas inversiones no van a producirse inmediatamente, dadas
las estrictas condiciones crediticias y el menor apetito por el riesgo.
Dado que las negociaciones entre la OPEP y Rusia parecen estar en un callejón sin salida y que se está
produciendo la reintegración de Irán en el mercado mundial, la atención ha girado hacia EE.UU., donde la
producción ha mostrado más fortaleza de la esperada. Desde su último nivel máximo de 9,7 millones de
barriles/día en abril de 2015, la producción de petróleo de EE.UU. ha ido disminuyendo gradualmente hasta
situarse en 9,3 millones en noviembre de 2015.
La ausencia de una caída abrupta en la producción de EE.UU. puede explicarse por una serie de
factores. Primero, los operadores, muy apalancados, necesitan seguir produciendo y vendiendo petróleo
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Primer trimestre 2016
para pagar la deuda. Segundo, los costes variables se han ajustado más rápido de lo previsto,
proporcionando un alivio temporal para absorber parcialmente la caída del precio. El tercer factor es la
heterogeneidad del sector. Los precios de equilibrio varían entre los distintos yacimientos de esquisto y lo
mismo ocurre con las respuestas de los operadores ante la caída del precio, ya que algunas empresas
están más diversificadas que otras o tienen activos de mejor calidad. Los ajustes de la producción han sido
heterogéneos entre los distintos yacimientos de esquisto; por ejemplo, a fecha de diciembre de 2015, la
producción seguía expandiéndose en Permian y Utica, pero se había contraído en Bakken y en Eagle
Ford.Sin embargo, estos factores no pueden ser considerados como permanentes, de forma tal que la
caída de la producción de petróleo de EE.UU. será más intensa en la medida en que continúe el
actual escenario de precios bajos.
Gráfico 3.9
Tabla 3.1
Producción de petróleo de EE. UU.
(millones de barriles/día)
Crecimiento del PIB real
(variación % a/a)
Estimaciones
12
2015
2016
2017
Rusia
-3,7
-1,0
1,0
China
6,9
6,2
5,8
India
7,3
7,6
8,0
Brasil
-3,8
-3,0
1,3
Sudáfrica
1,3
0,7
1,8
10
8
Previsiones
6
4
2
2006
2006
2007
2007
2008
2008
2009
2009
2010
2010
2011
2011
2012
2012
2013
2013
2014
2014
2015
2015
2016
0
Total EE.UU.
Texas
Dakota del Norte
Fuentes: BBVA Research y Haver
Fuentes: BBVA Research, FMI y Haver
Por el lado de la demanda, las perspectivas de crecimiento global han disminuido a causa de la
debilidad de los mercados emergentes y del modesto crecimiento de las economías desarrolladas.
En concreto, se prevé que el crecimiento económico de China pasará del 6,9% en 2015 al 6,2% en 2016, y
al 5,8% en 2017. Nuestro escenario central presupone un "aterrizaje suave"; sin embargo, la incertidumbre
sobre la magnitud de la desaceleración y la capacidad del gobierno para manejar el ciclo a través de la
política fiscal y monetaria ejercerá probablemente presiones a la baja sobre los precios del petróleo a corto
plazo. El crecimiento más lento de China tendrá efectos secundarios en otros mercados emergentes, con
repercusiones negativas para la demanda de petróleo.
Otro factor que impedirá que los precios suban a corto plazo son los niveles persistentemente elevados de
los inventarios, sobre todo en EE. UU., donde las existencias de petróleo excluyendo las reservas
estratégicas son las más altas de los últimos ochenta años, y donde a pesar del aumento, las presiones
sobre la capacidad de almacenamiento operativo todavía se mantienen contenidas.
Modesta mejora en el segundo semestre de este año y durante 2017
Aunque el precio podría caer aún más durante el primer semestre, un ajuste más intenso en la
producción de EE.UU. podría hacer que este suba en el segundo semestre y durante el 2017, en
especial si la caída de la producción de EE.UU. es mayor que el incremento potencial de la oferta de
otros productores (por ejemplo Irán). La rápida reducción de los pozos activos indica que la producción
de petróleo de EE.UU. podría caer alrededor de 1 millón de barriles/día en los próximos doce meses. Esto
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Primer trimestre 2016
supondría recortar una parte sustancial del exceso de oferta del mercado, que actualmente se calcula que
está entre 1,5 y 1,8 millones de barriles/día.
En 2015, la inversión fija privada real en prospección minera y pozos se contrajo un 35%, es decir 47.300
millones de dólares menos que en 2014. Es probable que esta tendencia continúe en 2016, pues el sector
de gas y petróleo reducirá más el CAPEX como respuesta a las presiones sobre la rentabilidad. El CAPEX
del sector de gas y petróleo en EE.UU. caerá hasta el 1,5% del PIB, que representa el nivel más bajo desde
2008. La producción de EE.UU. también se verá afectada por el creciente número de quiebras y un entorno
de mayor aversión al riesgo, que se refleja en unas normas crediticias más estrictas para la financiación del
3
sector de gas y petróleo .
Gráfico 3.10
Gráfico 3.11
Número de pozos activos en EE. UU. y petróleo
WTI (unidades y $/barril)
Inversiones de capital en EE. UU. en el sector del
gas y petróleo (porcentaje del PIB, %)
160
2500
2,5%
140
2000
120
100
2,0%
1500
1,5%
80
1000
60
1,0%
40
500
0,5%
20
2016
Fuentes: BBVA Research y Haver
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
Torres petroleras (eje der.)
2001
2015
2014
2013
2012
0,0%
2000
WTI (eje izq.)
2011
2010
2009
2008
2007
2006
0
2005
0
Fuentes: BBVA Research y Haver
Aunque un ajuste más profundo de la producción de EE.UU. o un acuerdo de la OPEP con Rusia
podrían provocar un nuevo incremento del precio, éste estará limitado por los siguientes factores: en
primer lugar, si Arabia Saudita y sus socios desean mantener o ganar cuota de mercado necesitan que los
precios estén justo por debajo de los precios de equilibrio de los productores que tienen altos costes. Esto
significa que no pueden recortar la producción hasta un punto en que los productores con altos costes
vuelvan a ser competitivos.
En segundo lugar, la flexibilidad y la eficacia del sector del esquisto de EE.UU. indican que las empresas
pueden revitalizar su producción relativamente rápido una vez que perciban que los precios vuelven a subir.
El corto plazo entre la decisión de inversión y la producción efectiva dificulta que el sector del
esquisto de EE.UU. sea el factor clave para mantener el repunte de los precios. En tercer lugar, las
perspectivas de un menor crecimiento económico podrían contrarrestar las subidas derivadas de un ajuste
de la oferta. Dicho de otro modo, para que la estrategia saudita funcione, el periodo de precios del
petróleo bajos tiene que ser prolongado para evitar una vuelta rápida de los productores de petróleo
de esquisto.
3: Según el programa Shared National Credit, aproximadamente 34.200 millones de dólares de deuda sindicada en el sector de gas y petróleo puede
estar en riesgo de impago, es decir uno de cada siete préstamos de más de 20 millones de dólares. En 2015, aproximadamente 40 empresas se
declararon en quiebra, con una deuda total estimada de 16.700 millones de dólares.
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Primer trimestre 2016
Gráfico 3.12
Gráfico 3.13
Precios medios de equilibrio de América del Norte
(producción de petróleo ajustada, $ por barril)
Productividad de los pozos
(barriles/día por pozo)
900
120
800
100
700
600
80
500
60
400
300
40
200
20
100
Bakken
Marcellus
Utica
Fuentes: BBVA Research, FT, HIS, Wood Mckenzie
Eagle Ford
Niobrara
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2007
ene 2016
dic 2015
oct 2015
mar 2015
ene 2015
oct 2014
mar 2014
2008
0
0
Haynesville
Permian
Fuentes: BBVA Research y AIE
¿Se dirigen los precios del petróleo a un equilibrio más bajo a largo plazo?
Sí, es probable que así sea, pero la incertidumbre es elevada
Los cambios estructurales en el mercado de la energía tendrán un impacto importante a largo plazo. Por el
lado de la oferta, la creciente competencia de productores fuera de la OPEP seguirá debilitando su
función como estabilizador de precios. La mayor competencia fomentará la innovación, lo que podría
bajar los precios de equilibrio, de modo que los productores que actualmente tienen costes altos serían más
competitivos en el futuro. La revolución del esquisto en EE.UU. ha demostrado que un entorno más
competitivo promueve innovaciones que aumentan la productividad y ofrecen acceso a recursos que antes
no estaban disponibles.
Los avances tecnológicos han hecho que la noción de "pico de producción petrolera", es decir, el
momento hipotético en que la producción alcanza su nivel máximo a partir del cual entra en declive hasta el
agotamiento, sea menos relevante en un mundo en el que siguen descubriéndose reservas y la
extracción es cada vez más viable. Un ejemplo de ello es la tecnología plasma-pulso, que potencia al
máximo la recuperación del petróleo utilizando un arco de plasma de alta energía en vez de inyectar fluidos
a alta presión para estimular el yacimiento. Esta tecnología es más eficaz y es una opción más respetuosa
con el medio ambiente.
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Primer trimestre 2016
Gráfico 3.14
China: PIB y demanda energética
(billones de $ PPA y millones de toneladas
equivalentes de petróleo)
60000
Gráfico 3.15
Consumo energético mundial por combustible
(millones de toneladas equivalentes de petróleo)
9000
20000
18000
16000
40000
14000
6000
12000
10000
8000
20000
3000
6000
4000
2000
Demanda energética (eje der.)
Fuentes: BBVA Reserarch y AIE
Líquidos
Gas natural
Carbón
Nuclear
Hidroeléctrica
Renovables
2035
2030
2025
2020
2015
2013
2010
2005
2000
1990
2039
2036
2033
2030
2027
2024
2021
2018
2015
2012
2009
2006
2003
PIB (eje izq.)
1995
0
0
2000
0
Fuentes: BBVA Research y AIE
Por el lado de la demanda, los mercados emergentes seguirán impulsando el crecimiento mientras que la
demanda de los países desarrollados seguirá perdiendo importancia relativa; sin embargo, el reequilibrio
de la economía china podría tener repercusiones de mayor alcance para el petróleo. Aunque el PIB de
China se mantuviera muy por encima del 6%, la recomposición de las fuentes de crecimiento podría implicar
un ajuste mucho más pronunciado en la demanda de petróleo que si el crecimiento se mantuviera
principalmente con el apoyo del sector industrial.
En la medida de que en China haya una transición de una economía impulsada por la inversión a una
economía impulsada por el consumo, es probable que el consumo energético por PIB cambie, como
ha sucedido en los países desarrollados. En este sentido, la Agencia Internacional de la Energía prevé
que la demanda energética de China empezará a desvincularse del PIB a finales de esta década y se
4
estabilizará en cerca de 4.000 millones de toneladas equivalentes de petróleo en 2040 . Esta divergencia
hará bajar la ratio de energía-PIB, lo que implica mayor eficiencia energética en el transporte y en la
actividad comercial e industrial.
Por último, se prevé que los compromisos para reducir las emisiones de CO 2 en la atmósfera, a partir
de la Conferencia de la ONU sobre el Cambio Climático de 2015, promoverán la inversión de cara a
aumentar la cuota de las energías renovables en el mix energético mundial. Estas inversiones, junto
con incentivos fiscales, prometen incrementar la competitividad en costes de las energías limpias con
respecto a los combustibles fósiles. La adopción de la tecnología por parte de los mercados emergentes
podría hacer que tuvieran una transición relativamente rápida a fuentes energéticas eficientes y renovables
aunque los precios del petróleo se mantengan bajos durante un periodo de tiempo prolongado.
Estas tendencias conllevarían un nuevo precio de equilibrio para el petróleo, razonablemente más
bajo de lo previsto, aunque hay una enorme incertidumbre en cuanto a la intensidad o incluso en
cuanto a la manifestación efectiva de estos factores a largo plazo en el horizonte de las previsiones.
4: Fuente: AIE, World Energy Outlook 2015.
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Primer trimestre 2016
Desde una perspectiva de largo plazo, el mercado podría avanzar hacia un nuevo paradigma en que los
hidrocarburos serán más accesibles, y donde la demanda energética cambia hacia múltiples fuentes. Las
necesidades energéticas del mundo son enormes, pero también complejas. Por un lado, se necesitan
enormes cantidades de energía barata para apoyar el crecimiento económico de los países en desarrollo,
donde se prevé el mayor crecimiento demográfico. Sin embargo, a medida que el impacto del cambio
climático se agudiza más y los gobiernos y organismos privados de todo el mundo se conciencian, la
necesidad de una energía "limpia y barata" ya no es una opción sino algo imprescindible. Los hidrocarburos
solo encajan en la parte "barata" de la ecuación. Las energías renovables, por otro lado, son limpias, pero
se tardará algún tiempo antes de que sean una alternativa rentable para el desarrollo económico, y aún más
si los precios se mantienen bajos. En este nuevo paradigma, el petróleo seguirá siendo necesario, pero
menos importante en términos relativos.
Elevada incertidumbre en torno a nuestro escenario central, también a corto
y a medio plazo
La incertidumbre no desaparece a corto y medio plazo. Los precios podrían dejar de caer y repuntar
rápidamente si: 1) la OPEP decide recortar la producción, 2) la producción de EE.UU. muestra un ajuste
más rápido de lo esperado con un impacto duradero en el sector, y 3) la desaceleración de la economía
mundial resulta más suave de lo previsto.
Los acontecimientos inversos podrían producir un escenario de precios opuesto, es decir si: 1) se
materializa un "aterrizaje brusco" de la economía china, 2) la OPEP mantiene sus cuotas de producción
actual y se embarca en una guerra de precios contra otros productores, y 3) la producción de EE.UU. se
mantiene sólida mientras que los precios de equilibrio bajan debido a la innovación.
En conclusión, la solidez financiera de los productores de petróleo, tanto los de la OPEP como los
no OPEP, ante un escenario de precio de petróleo bajo, la incertidumbre sobre el aterrizaje suave de
los mercados emergentes y el impacto real de las innovaciones tecnológicas en el sector del
petróleo condicionarán el resultado final de los precios del petróleo.
Gráfico 3.16
Tabla 3.2
Previsiones del precio del petróleo
Brent, $/barril
Previsiones del precio del petróleo
(Brent, $/barril, media anual)
120
Escenario
central
Al alza
A la baja
2015
52,6
52,6
52,6
60
2016
30,3
45,0
20,3
40
2017
45,7
63,7
26,4
2018
55,7
75,7
26,8
2019
59,6
83,5
23,7
2020
59,6
87,7
21,4
100
80
20
Esc. Base
Intervalo sup.
Dec-18
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Intervalo inf.
Fuentes: BBVA Research
Fuentes: BBVA Research
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Situación Global
Primer trimestre 2016
AVISO LEGAL
El presente documento, elaborado por el Departamento de BBVA Research, tiene carácter divulgativo y contiene datos,
opiniones o estimaciones referidas a la fecha del mismo, de elaboración propia o procedentes o basadas en fuentes que
consideramos fiables, sin que hayan sido objeto de verificación independiente por BBVA. BBVA, por tanto, no ofrece
garantía, expresa o implícita, en cuanto a su precisión, integridad o corrección.
Las estimaciones que este documento puede contener han sido realizadas conforme a metodologías generalmente
aceptadas y deben tomarse como tales, es decir, como previsiones o proyecciones. La evolución histórica de las
variables económicas (positiva o negativa) no garantiza una evolución equivalente en el futuro.
El contenido de este documento está sujeto a cambios sin previo aviso en función, por ejemplo, del contexto económico
o las fluctuaciones del mercado. BBVA no asume compromiso alguno de actualizar dicho contenido o comunicar esos
cambios.
BBVA no asume responsabilidad alguna por cualquier pérdida, directa o indirecta, que pudiera resultar del uso de este
documento o de su contenido.
Ni el presente documento, ni su contenido, constituyen una oferta, invitación o solicitud para adquirir, desinvertir u
obtener interés alguno en activos o instrumentos financieros, ni pueden servir de base para ningún contrato,
compromiso o decisión de ningún tipo.
Especialmente en lo que se refiere a la inversión en activos financieros que pudieran estar relacionados con las
variables económicas que este documento puede desarrollar, los lectores deben ser conscientes de que en ningún caso
deben tomar este documento como base para tomar sus decisiones de inversión y que las personas o entidades que
potencialmente les puedan ofrecer productos de inversión serán las obligadas legalmente a proporcionarles toda la
información que necesiten para esta toma de decisión.
El contenido del presente documento está protegido por la legislación de propiedad intelectual. Queda expresamente
prohibida su reproducción, transformación, distribución, comunicación pública, puesta a disposición, extracción,
reutilización, reenvío o la utilización de cualquier naturaleza, por cualquier medio o procedimiento, salvo en los casos en
que esté legalmente permitido o sea autorizado expresamente por BBVA.
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Situación Global
Primer trimestre 2016
Este informe ha sido elaborado por la unidad de Escenarios Económicos
Economista Jefe de Escenarios Económicos
Julián Cubero
juan.cubero@bbva.com
Sara Baliña
mariasara.balina@bbva.com
Rodrigo Falbo
rodrigo.falbo@bbva.com
Con la colaboración de:
Economías Desarrolladas
Rafael Doménech
r.domenech@bbva.com
Estados Unidos
Nathaniel Karp
Nathaniel.Karp@bbva.com
Rodolfo Mendez
rodolfo.mendez@bbva.com
Jorge Redondo
jorge.redondo.caballero@bbva.com
Área de Sistemas Financieros y
Regulación
Santiago Fernández de Lis
sfernandezdelis@bbva.com
Áreas Globales
Marcial Nava
marcial.nava@bbva.com
BBVA Research
Economista Jefe Grupo BBVA
Jorge Sicilia Serrano
Área de Economías Desarrolladas
Rafael Doménech
r.domenech@bbva.com
Área de Economías Emergentes
España
Miguel Cardoso
miguel.cardoso@bbva.com
Europa
Miguel Jiménez
mjimenezg@bbva.com
Estados Unidos
Nathaniel Karp
Nathaniel.Karp@bbva.com
Análisis Transversal de Economías
Emergentes
Álvaro Ortiz
alvaro.ortiz@bbva.com
Sistemas Financieros
Ana Rubio
arubiog@bbva.com
Escenarios Económicos
Julián Cubero
juan.cubero@bbva.com
Inclusión Financiera
David Tuesta
david.tuesta@bbva.com
Escenarios Financieros
Sonsoles Castillo
s.castillo@bbva.com
México
Carlos Serrano
carlos.serranoh@bbva.com
Regulación y Políticas Públicas
María Abascal
maria.abascal@bbva.com
Innovación y Procesos
Oscar de las Peñas
oscar.delaspenas@bbva.com
Turquía
Álvaro Ortiz
alvaro.ortiz@bbva.com
Regulación Digital
Álvaro Martín
alvaro.martin@bbva.com
Asia
Le Xia
le.xia@bbva.com
Coordinación LATAM
Juan Manuel Ruiz
juan.ruiz@bbva.com
Argentina
Gloria Sorensen
gsorensen@bbva.com
Chile
Jorge Selaive
jselaive@bbva.com
Colombia
Juana Téllez
juana.tellez@bbva.com
Perú
Hugo Perea
hperea@bbva.com
Venezuela
Julio Pineda
juliocesar.pineda@bbva.com
Interesados dirigirse a:
BBVA Research
Calle Azul, 4
Edificio de la Vela - 4ª y 5ª plantas
28050 Madrid (España)
Tel.: +34 91 374 60 00 y +34 91 537 70 00
Fax: +34 91 374 30 25
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